Установка для защиты скважинного оборудования

Полезная модель относится к устройствам для химической защиты скважинного оборудования, в том числе глубинного, от коррозии, парафиноотложения и солеотложения, а также для проведения химических обработок извлекаемого скважинного флюида и призабойной зоны пласта и может быть применена в различных отраслях промышленности, в том числе и нефтяной. Установка для защиты скважинного оборудования состоит из резервуара с ингибитором, насоса подачи ингибитора, системы управления насосом ингибитора, трубки подачи ингибитора в скважину. При этом система управления насосом ингибитора дополнительно содержит блок управления, позволяющий прогнозировать по входным данным параметров работы скважины скорость солеотложения, или парафиноотложения, или коррозии. Кроме того, блок управления имеет возможность в соответствии со спрогнозированной скоростью выдавать команду на «включение-отключение» насоса подачи ингибитора. Технический результат заключается в повышении эффективности защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения и солеотложения, в частности, благодаря снижению объема расходуемого ингибитора, увеличению межремонтного периода оборудования. 1 ил.

Полезная модель относится к устройствам для химической защиты скважинного оборудования, в том числе глубинного, от коррозии, парафиноотложения и солеотложения, а также для проведения химических обработок извлекаемого скважинного флюида и призабойной зоны пласта и может быть применена в различных отраслях промышленности, в том числе и нефтяной.

Известен способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования (RU 2174590 С1, опуб. 10.10.2001), для осуществления которого используется установка для защиты скважинного оборудования, состоящая из колонны НКТ, емкости с композицией ингибитора коррозии и солеотложений, газового баллона с азотом, нагревающего устройства, устройства генерирующего пену, насоса, вентиля, патрубка подачи технического азота, низконапорной жидкостной камеры, предкамеры эжектора, эжектора, дифференцирующей конусной сетки, поплавкового дозатора, камеры пенообразователя, газопеногенератора.

Недостатками данного способа и применяемой установки являются:

- сложность конструкции, обусловленная громоздкостью и дороговизной применяемого оборудования;

- большая трудоемкость работ;

- отсутствие возможности оперативного прогнозирования появления солеотложений на оборудовании, и, следовательно, перерасход дорогостоящего ингибитора, который вводится в скважину постоянно.

Наиболее близкой, взятой авторами в качестве прототипа, является установка для химической защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и сульфат восстанавливающих бактерий (RU 2260677 С1, опуб. 20.09.2005). Данная установка состоит из НКТ, трехкапиллярного шланга, точек подачи дозированных химических реагентов, обратных клапанов, электронасосной дозировочной установки.

Недостатками данной установки являются:

- трудоемкость работ;

- отсутствие возможности оперативного прогнозирования появления солеотложений на оборудовании, и, следовательно, перерасход дорогостоящего ингибитора или дорогостоящий ремонт оборудования.

Технический результат заключается в повышении эффективности защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения и солеотложения, в частности, благодаря снижению объема расходуемого ингибитора, увеличению межремонтного периода оборудования.

Технический результат достигается тем, что установка для защиты скважинного оборудования, состоит из резервуара с ингибитором, насоса подачи ингибитора, системы управления насосом ингибитора, трубки подачи ингибитора в скважину, при этом система управления насосом ингибитора дополнительно содержит блок управления, позволяющий прогнозировать по входным данным параметров работы скважины скорость солеотложения, или парафиноотложения, или коррозии, с возможностью в соответствии со спрогнозированной скоростью выдавать команду на «включение-отключение» насоса подачи ингибитора.

На фиг.1 показана принципиальная схема установки для защиты скважинного оборудования.

Установка для защиты скважинного оборудования состоит из резервуара с ингибитором 1, насоса подачи ингибитора 2, системы управления насосом ингибитора 3, трубки подачи ингибитора 4. При этом система управления насосом ингибитора 3 содержит блок управления (отдельной позицией не обозначен), позволяющий по входным данным от системы измерения текущих параметров 5 работы скважины прогнозировать скорость солеотложения, или парафиноотложения, или коррозии. Кроме того, блок управления имеет возможность в соответствии со спрогнозированной скоростью выдавать команду на «включение-отключение» насоса подачи ингибитора.

Сбор установки для защиты скважинного оборудования осуществляется следующим образом.

Установка для защиты скважинного оборудования компонуется вместе со скважинным оборудованием 7 во время спуска последнего в скважину (отдельной позицией не обозначена). При этом система измерения текущих параметров 5 работы скважины и трубка подачи ингибитора 4 прикрепляются к скважинному оборудованию 7, например, к НКТ, любым известным крепежным устройством 6, например, с помощью клямс. Скважинное оборудование 7 может быть представлено любым известным насосом погружного типа со вспомогательным оборудованием. На сопроводительном чертеже условно показана скважинная штанговая насосная установка, однако, это не должно ограничивать объем притязаний данной полезной модели, который будет определен совокупностью существенных признаков в формуле полезной модели.

Система измерения текущих параметров 5 работы скважины может быть представлена в виде любого известного блока устройств, позволяющих в режиме реального времени передавать данные на поверхность о режиме работы скважины (например, температура, давление, обводненность, солесодержание, скорость откачки флюида и т.д.).

При выходе из скважины на дневную поверхность кабель системы измерения текущих параметров 5 работы скважины и трубка подачи ингибитора 4 герметизируются. Кабель системы измерения текущих параметров 5 работы скважины подсоединяется к системе управления насосом ингибитора 3, который содержит блок управления, позволяющий по входным данным от системы измерения текущих параметров 5 работы скважины прогнозировать скорость солеотложения, или парафиноотложения, или коррозии. В качестве примера, блок управления может включать программное обеспечение «Соль» ПК «Автотехнолог» (разработано авторами данной полезной модели), позволяющее по текущим параметрам работы скважины прогнозировать скорость солеотложения, или парафиноотложения, или коррозии (см. Ивановский В.Н. и др. Установки ЭЦН для откачки солеотлагающего флюида // Нефтегазовая вертикаль, 12, 2009, С.60-62). Блок управления системы управления насосом ингибитора 3 соединен с насосом подачи ингибитора 2 с возможностью в соответствии со спрогнозированной скоростью солеотложения, или парафиноотложения, или коррозии выдавать команду на «включение-отключение» насоса подачи ингибитора 2 из резервуара с ингибитором 1 в скважину.

Установка для защиты скважинного оборудования работает следующим образом.

Система измерения текущих параметров 5 работы скважины по кабелю передает в систему управлению насосом ингибитора 3 данные о режиме работы скважины. В блоке управления системы управления насосом ингибитора 3 по полученным текущим параметрам работы скважины прогнозируется скорость солеотложения, или парафиноотложения, или коррозии. Поскольку действие ингибитора является долгосрочным, но различным в разных скважинах, то необходимость в его постоянной закачки отсутствует, но необходимо прогнозирование скорости солеотложения, или парафиноотложения, или коррозии, чтобы в момент прекращения действия предыдущей порции ингибитора начать закачивать новую порцию. В соответствии со спрогнозированной скоростью солеотложения, или парафиноотложения, или коррозии блок управления системой управления насосом ингибитора 3 выдает команду на «включение-отключение» насоса подачи ингибитора 2 из резервуара с ингибитором 1 в скважину по трубке подачи ингибитора 4. Периодическое отключение насоса подачи ингибитора 2 позволяет снизить объем расходуемого ингибитора, что существенно снизит затраты на дорогостоящий ингибитор при достаточно высоком уровне защиты оборудования от коррозии, парафиноотложения и солеотложения.

Применение заявленной полезной модели позволяет повысить эффективность защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения и солеотложения благодаря снижению объема расходуемого ингибитора, увеличению межремонтного периода оборудования.

Установка для защиты скважинного оборудования нетрудоемка, эффективна и промышленно применима, т.к. для ее реализации используются доступные оборудование и материалы.

Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления установки для защиты скважинного оборудования, а также сопроводительного чертежа для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленной полезной модели. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящей полезной модели, следует считать защищенными настоящей полезной моделью.

Установка для защиты скважинного оборудования, состоящая из резервуара с ингибитором, насоса подачи ингибитора, системы управления насосом ингибитора, трубки подачи ингибитора в скважину, отличающаяся тем, что система управления насосом ингибитора дополнительно содержит блок управления, позволяющий прогнозировать по входным данным параметров работы скважины скорость солеотложения, или парафиноотложения, или коррозии, с возможностью в соответствии со спрогнозированной скоростью выдавать команду на «включение-отключение» насоса подачи ингибитора.